摘要：土库曼斯坦合同区某气田集输采用了多井高压集气、单井节流、集气站加热节流、后期增压和气液混输工艺。根据气田单井分布、单井压力和产量递减情况,对各气区集中增压和天然气处理厂集气装置集中增压方式进行了对比分析,考虑了不同增压工艺对集气干线管径、流速和压缩机组装机功率及配置的影响,同时对两种增压方案的优劣和经济性进行了比选,推荐采用各气区集中增压方案。建议在方案比选中考虑增压方案对站场设备和管道流速的影响,避免由于压力和产量的波动而严重影响设备和管道的正常运行。结论认为:该气田集输增压方案应综合考虑集气干线、压缩机装机功率和机组配置、站场设备和管道适应性分析3大因素,使优选出的增压工艺具有较强的适应性,确保气田平稳开发和运行。

摘要：建立同时优化管径和保温层厚度的数学模型,可克服以往先优化管径后优化保温层厚度容易使结果陷入局部最优的问题。通过采用遗传算法求解这个模型,给出了在设计阶段混输埋地管线保温层厚度的确定方法。与传统计算方法相比,采用数学模型计算保温折旧费用增加了9.1%,管材折旧费增加了1.8%,动力费用降低了19.4%,热力费用降低了41.7%,总费用降低了8.9%。采用数学模型计算虽然增加了保温层的投资,但是动力费用和热力费用都得到了有效降低,从而有效节省了总投资。

摘要：为减少建站费用和便于建成后的维护与看守,扩大了转油站的建站规模,使转油站管辖井数增多,集输半径增大,但导致一些油井单靠井口自身回压不足以把油井产出物送至计量站的问题。为解决该问题,在这些管道上建立混输增压泵站,建立增压点的判断模型,并求解这个模型。增压点判断以后,需对增设增压点的井组进行二次划分。编程得到了不同集输半径下的设计期末总费用,以及两类站的建站信息。示例油区在2 km的集输半径下节省投资约10.7%。

摘要：普光气田集输设计建议站场平面布置时站控室和设备基础应尽量避免布置在填方区,以免增加施工难度。站内管线与站外管线对接时,要充分考虑连接管线路由处的地形,站内外管线的界面要严谨,以减少现场服务工作量。加强与厂家的结合,为有效约束厂家的供货范围提供保障,特别是技术协议的内容要具体、全面。施工时合理确定站场-0.3 m相对高程的基准点和对应的绝对高程。施工单位在站内管沟放线后、开挖前注意核对采气树角阀出口位置,发现错位的或不确定时及时通知业主、监理及设计人员到现场做优化设计。

摘要：本文讨论在给定网络拓扑关系前提下,油气集输管网系统布局优化设计问题。文中提出了最优化问题的数学模型,求解方法,并计算了工程实例;还讨论了优化算法的特点,以及具有多连通不可行域时的求解方法。

摘要：胜利油田垦东12区块稠油具有粘度高、密度大,流动性差的特点,由于采出液井口温度(20℃左右)较低,集输系统采用掺水流程。掺入的水量低于含水反相点,易形成W/O型乳化油,高于含水反相点,形成W/O/W的乳化油、水共存体系,集输管线回压大幅下降,但掺入的水量太大,集输能耗和脱水成本增大。为此,需对原油集输沉降脱水工艺参数进行试验优化,为正常生产提供技术支持。

摘要：为研究油田集输化学药剂对DQDN3711型聚乙烯内衬材料适用性的影响,采用高温高压反应釜挂片实验模拟长庆油田投加药剂环境,分析添加缓蚀阻垢剂、破乳剂后,DQDN3711型聚乙烯在采出原油和采出水介质中的相容性。研究结果表明,缓释阻垢剂、破乳剂、采出原油与采出水均能渗透、扩散进入聚乙烯,使其发生溶胀,聚乙烯的最大增重率为1.82%,屈服强度、拉断强度、断裂伸长率最大变化率分别为-6.37%、-11.79%、-13.15%,冲击强度最大变化率为-9.59%,材料的性能均能满足ISO 23936—1—2009要求;缓释阻垢剂、破乳剂阻碍了集输介质渗透作用,HDPE体积增长率显著降低,采出水中药剂对HDPE的渗透大于采出油。综上所述,在油田集输加剂工况下,国产DQDN3711型HDPE适用性较好。

摘要：随着中国高含硫气藏的大规模开发,配套的高含硫天然气集输与处理技术不断推陈更新。阐述了中国高含硫气藏的开发概况,系统总结了高含硫天然气的集输工艺、净化模式、脱硫技术、硫磺回收技术,详细介绍了高含硫气田在安全控制、污水回用、管理模式及“五化”建设(标准化设计、工厂化预制、模块化施工、机械化作业、信息化管理)等方面取得的一系列完整、先进、可行成果。未来应在脱硫和含硫尾气处理方面继续开展科学研究和技术攻关,不断追求低碳环保和实现“五化”建设,努力打造高质量标准化高含硫气田开发建设模式。

摘要：针对油田集输除垢成本高、流程复杂的问题,以低表面能改性聚烯烃(LH-PE)在油田集输环境中的防垢性能为研究对象,以长庆油田第五采油厂采出水模拟溶液为介质,采用室内静态结垢、流动环道动态结垢相结合的方法分析温度、流量、离子浓度对LH-PE表面结垢量的影响。结果表明,温度较高时,结垢在短时间内发生,超过40℃时,结垢量大幅增加;流量低于407.68 L/h时,垢晶析出沉积大于介质流动剥蚀,结垢量呈增加趋势;流量超过407.68 L/h后,30℃时结垢量随流量增大而减少,40,50℃时结垢量随流量增大而增加,这是因为介质高温导致垢晶析出沉积加剧;HCO3-在结垢中起主要作用;垢晶以松散的文石、球霰石为主。同时,在长庆油田第五采油厂对LH-PE内衬的钢丝增强复合管进行试用,高压清水扫线后获得大块垢样,其表面粗糙且有冲积壑,这说明扫线可轻易清除污垢。上述结果表明,LH-PE在油田集输中应用时虽不能避免结垢,但形成的污垢可通过高压清水扫线清除,能节约除垢成本、简化除垢流程,可用于油田集输环境。

摘要：单管通球管线基本适用于目前油田所有的集输管线,但是对于不同的管线,采用单管通球工艺时安全性、能耗及维护工作等并不相同,对于一些产液量低、温度低及井口回压低的管线,如果采用单管通球工艺就会带来比较大的安全隐患。结合大庆油田采油六厂的现场运行情况,建议对于产液量大于18.5 t/d、含水率高于转相点、产液温度高于凝固点以上3℃,而且井口压力允许的油井可以采用单管集输;对于产液量低的油井采用多井串联或者掺水的方式集输;对于产液温度过低的井采用井口加热的方式进行集输。